samedi 10 octobre 2026

EPR : tout le monde se bat pour en avoir !

 


Il y a des retournements de situation qui méritent d'être salués.

Pendant des décennies, l'image du nucléaire en France a été celle d'une technologie imposée à des territoires supposés réticents. Il fallait expliquer, rassurer, convaincre. Aujourd'hui, la situation est presque inversée : les territoires se disputent l'installation des nouveaux EPR2.

Les six premiers EPR2 français sont désormais programmés à Penly, Gravelines et Bugey. Et alors même que leur construction n'est pas encore engagée dans sa totalité, six autres sites nucléaires existants se battent déjà pour accueillir les huit réacteurs supplémentaires actuellement à l'étude : Nogent-sur-Seine, Golfech, Tricastin, Le Blayais, Creys-Malville et Chinon. Quatre sites seulement seront retenus.

Ce n'est donc plus une bataille contre le nucléaire. C'est une bataille pour accueillir le nucléaire.

Penly : le pilote de la renaissance

Penly, en Seine-Maritime, est le premier site de la nouvelle génération française. Deux EPR2 y sont prévus et le site doit servir de tête de série industrielle pour la première paire.

La mise en service du premier réacteur est aujourd'hui visée pour 2038, puis EDF prévoit un cadencement de 12 à 18 mois pour les réacteurs suivants. Le programme des six EPR2 représente un investissement prévisionnel de 72,8 milliards d'euros 2020, actuellement audité par la Délégation interministérielle au nouveau nucléaire.

Penly est donc bien davantage qu'un chantier local : c'est le début d'une nouvelle série industrielle française.

Gravelines : le premier site nucléaire d'Europe occidentale

À Gravelines, dans le Nord, deux EPR2 viendront renforcer un site déjà exceptionnel par sa puissance et son expérience industrielle.

Gravelines constitue le plus important centre de production nucléaire d'Europe occidentale. Son raccordement au réseau, son environnement industriel et les compétences déjà présentes en font un emplacement particulièrement logique pour poursuivre la reconstruction du parc nucléaire français.

Le projet a franchi des étapes importantes : l'enquête publique menée au printemps 2026 a reçu un avis favorable et, en août, l'autorisation environnementale a été validée, permettant d'engager les travaux préparatoires réglementairement autorisés.

Bugey : le nucléaire au cœur de la vallée du Rhône

Le troisième site retenu est Bugey, dans l'Ain.

Deux EPR2 y sont prévus à proximité immédiate de la centrale actuelle. Le choix a été arrêté en 2023 après une forte mobilisation des collectivités locales. Bugey est déjà un site nucléaire majeur et sa position au cœur de la vallée du Rhône, au carrefour des grands axes électriques et industriels du sud-est, constitue un atout important.

Avec Penly et Gravelines, Bugey complète ainsi la première série de six EPR2.

Mais le plus remarquable est ce qui se passe déjà autour de la deuxième série.

Six territoires pour huit EPR2

L'État doit choisir jusqu'à quatre sites parmi six candidats. Chaque site retenu pourrait accueillir une paire de réacteurs.

Et partout, le même phénomène apparaît : les territoires veulent leur EPR2.

Nogent-sur-Seine : rapprocher la production de la première région économique française

Nogent-sur-Seine, dans l'Aube, met en avant sa position géographique exceptionnelle : le site nucléaire est le plus proche de Paris parmi les candidats.

L'argument est particulièrement intéressant : alimenter en électricité la région parisienne, première zone économique française, avec une production pilotable et décarbonée constitue un enjeu de souveraineté énergétique majeur. Les représentants du territoire ont remis leur candidature à Bernard Fontana début septembre.

Golfech : une mobilisation territoriale impressionnante

À Golfech, dans le Tarn-et-Garonne, la mobilisation est devenue spectaculaire.

Région Occitanie, département, collectivités locales, préfets, chambres consulaires, industriels et acteurs de la formation travaillent ensemble pour obtenir les deux EPR2.

Le préfet de Tarn-et-Garonne estime que le chantier pourrait représenter 10 000 à 12 000 emplois pendant une dizaine d'années, puis environ 1 500 emplois directs une fois les réacteurs en fonctionnement.

Le territoire prépare déjà les logements, les transports, la formation, l'accueil des entreprises et la gestion de la ressource en eau.

Voilà un signe particulièrement révélateur : on ne se contente plus de réclamer une centrale ; on prépare déjà l'écosystème industriel qui doit l'accompagner.

Tricastin : la revanche d'un grand territoire nucléaire

Le Tricastin avait été en concurrence avec Bugey lors du choix de la première série d'EPR2. Bugey avait finalement été retenu.

Le territoire revient aujourd'hui à la charge avec un nouveau dossier. Les élus locaux parlent désormais de signaux « au vert » et une nouvelle candidature a été remise à EDF à l'été 2026.

Le Tricastin dispose évidemment d'un atout considérable : il constitue déjà l'un des grands pôles nucléaires et industriels français, avec une longue expérience des activités du cycle du combustible.

Le Blayais : l'enjeu stratégique du réseau

En Gironde, le Blayais défend également avec vigueur sa candidature.

Le président de la Région Nouvelle-Aquitaine, Alain Rousset, met en avant l'intérêt stratégique du site pour l'équilibre du réseau électrique français. Les élus locaux soulignent parallèlement les emplois, la formation, l'attractivité industrielle et la pérennisation d'un territoire déjà structuré autour du nucléaire.

La Région a officiellement soutenu la candidature et travaille notamment sur la formation aux métiers nucléaires et l'accompagnement des entreprises.

Chinon : poursuivre une histoire nucléaire commencée il y a plus de soixante ans

Chinon, en Indre-et-Loire, possède une histoire particulière : c'est là qu'a été mis en service, en 1963, le premier réacteur nucléaire civil français.

Le territoire veut aujourd'hui prolonger cette histoire avec l'EPR2.

« Le territoire est prêt, nous souhaitons continuer l'aventure », résume son président d'intercommunalité.

La candidature de Chinon illustre bien le changement d'époque : une implantation nucléaire n'est plus nécessairement perçue comme une menace pour l'avenir d'un territoire ; elle peut au contraire être considérée comme un moyen de le maintenir dans le cercle des grands pôles industriels français.

Creys-Malville : le symbole le plus étonnant

Et puis il y a Creys-Malville.

Le site n'accueille plus de centrale en fonctionnement. Il est connu pour avoir abrité Superphénix, arrêté en 1997.

Et pourtant, le territoire est lui aussi candidat pour deux EPR2.

Cette candidature est particulièrement intéressante : elle montre à quel point le rapport au nucléaire a changé. Un site autrefois associé à l'arrêt d'un grand projet de réacteur rapide souhaite désormais redevenir un site majeur du nouveau nucléaire.

Les élus soulignent notamment la proximité avec Bugey et la possibilité de mutualiser infrastructures, logements, mobilité et développement économique.

Le nucléaire n'est plus le repoussoir qu'il était

Ce retournement territorial accompagne un autre changement, plus profond encore : la perception du risque nucléaire par les Français a fortement évolué.

Le Baromètre ASNR 2026, qui repose sur une enquête représentative réalisée fin 2025, montre que le risque nucléaire arrive bon dernier parmi les dix sujets proposés lorsqu'on demande aux Français quelles sont leurs principales préoccupations.

Il n'est cité comme première préoccupation que par 1 % des Français et comme deuxième préoccupation par 2 %.

Il faut mesurer le chemin parcouru : la peur du nucléaire n'est plus le sujet structurant qu'elle a pu être.

Dans le même temps, 49 % des Français se déclarent favorables à la construction de nouvelles centrales, contre 21 % qui y sont opposés dans le Baromètre 2026. La confiance dans les centrales nucléaires atteint 38 %, ce qui en fait, avec le terrorisme, l'une des situations pour lesquelles la confiance envers les autorités est la plus élevée dans l'enquête.

Le changement n'est donc pas seulement politique. Il est aussi sociologique.

Le nucléaire est de plus en plus regardé sous l'angle de la souveraineté, de la disponibilité de l'électricité, de la décarbonation et de l'industrie, plutôt que sous celui de la seule peur de l'accident.

Une bataille qui fait plaisir à voir

Il faut évidemment laisser aux experts le soin de déterminer quels sites sont techniquement les meilleurs.

La qualité du sous-sol, la ressource en eau, la capacité de refroidissement, le raccordement au réseau, le foncier, la logistique et les conditions de chantier doivent primer sur les considérations politiques. L'enthousiasme local ne doit jamais remplacer l'exigence de sûreté et de rigueur industrielle.

Mais cet enthousiasme mérite d'être salué.

Car il traduit une évolution profonde.

Hier, il fallait expliquer aux territoires pourquoi le nucléaire pouvait être une chance. Aujourd'hui, les territoires expliquent à EDF pourquoi leur territoire serait le meilleur endroit pour accueillir un EPR2.

Penly, Gravelines et Bugey sont déjà engagés dans la première vague.

Nogent, Golfech, Tricastin, Blayais, Chinon et Creys-Malville se disputent maintenant les quatre places supplémentaires.

Et derrière ces candidatures, ce ne sont pas seulement des élus qui se mobilisent : ce sont des entreprises, des centres de formation, des chambres consulaires, des salariés et des habitants qui voient dans le nucléaire une perspective d'activité, de compétences et d'avenir.

Il y a quelque chose de réjouissant dans cette inversion de perspective.

Après avoir longtemps fermé des réacteurs, la France recommence à se demander non pas comment sortir du nucléaire, mais combien de nucléaire elle aura besoin pour son avenir.

Et, manifestement, les territoires sont nombreux à vouloir être au rendez-vous.

(ia)

mardi 6 octobre 2026

Inga : le levier le plus puissant pour le climat et le développement social en Afrique

L’Afrique a besoin d’électricité. Beaucoup d’électricité. Propre, abondante, fiable et abordable. Sans elle, pas d’industrialisation, pas de transformation des minerais, pas d’hôpitaux fonctionnels 24 h/24, pas d’écoles éclairées, pas de sortie massive de la pauvreté. Au cœur de ce défi se trouve un site unique au monde : les chutes d’Inga, sur le fleuve Congo.
Le paradoxe d’IngaAujourd’hui, Inga I et Inga II représentent 1 775 MW de capacité installée.
En pratique, ces centrales tournent souvent à 40-50 % de leur potentiel, soit entre 700 et 900 MW la plupart du temps.
Le site dispose pourtant d’un potentiel total estimé entre 40 et 44 GW. C’est une énergie hydraulique quasi permanente, grâce au débit exceptionnel du Congo.Résultat : la République démocratique du Congo, qui possède l’un des plus grands potentiels hydroélectriques de la planète, a un taux d’accès à l’électricité d’environ 20 %. En zone rurale, ce chiffre tombe sous les 5 %.Les pays qui peuvent en bénéficierL’électricité d’Inga n’est pas seulement destinée à la RDC. Elle peut alimenter une grande partie de l’Afrique australe et centrale :
  • Afrique du Sud : principal client potentiel (accord politique existant pour 2 500 MW, discussions en cours pour monter jusqu’à 5 000 MW).
  • Zambie, Zimbabwe et Botswana : pays de transit indispensables pour la ligne HVDC vers l’Afrique du Sud, et bénéficiaires directs.
  • Ensemble du Southern African Power Pool (SAPP) : Namibie, Mozambique, Eswatini, Lesotho, Angola, etc.
  • Central African Power Pool (CAPP) et potentiellement Eastern Africa Power Pool (EAPP).
  • Et bien sûr la RDC elle-même (Kinshasa, Kongo Central et le corridor minier du Katanga/Lualaba).
Un Inga pleinement développé pourrait devenir le « château d’eau électrique » de plusieurs dizaines de millions d’Africains et soutenir l’industrialisation régionale.Pourquoi Inga est stratégique pour le climat et le socialL’hydroélectricité d’Inga est l’une des formes d’énergie les plus bas-carbone qui existent. Une fois les ouvrages construits, les émissions sont extrêmement faibles. Contrairement au solaire et à l’éolien, elle produit de façon continue et pilotable. Elle peut donc servir de socle à un système électrique fiable, condition indispensable à l’industrialisation et à la réduction de la pauvreté énergétique.Les freins et difficultés réelsLe potentiel est immense, mais les obstacles sont sérieux et doivent être regardés en face.

1. Corruption et gouvernance
C’est le frein n°1. La Banque mondiale s’est retirée du projet Inga III en 2016 précisément pour des questions de transparence et d’interférences politiques dans l’attribution des concessions. Les appels d’offres opaques, les changements de consortiums et la captation des rentes restent des risques majeurs.

2. Stabilité politique et géopolitique
La RDC connaît des cycles politiques souvent turbulents. Un projet de plusieurs dizaines de milliards d’euros exige des engagements qui survivent aux alternances. Géopolitiquement, le projet dépend fortement de l’Afrique du Sud comme acheteur d’ancrage. Si Pretoria hésite ou si les relations régionales se détériorent, le financement s’effondre.

3. Sécurité
Le site d’Inga se trouve dans le Kongo Central, région relativement calme par rapport à l’Est du pays. Cependant, l’instabilité globale de la RDC (groupes armés, criminalité, tensions régionales) pèse sur la perception de risque des investisseurs et des assureurs.

4. Hostilité de la nature et défis techniques
Le fleuve Congo charrie d’énormes quantités de sédiments, de débris et de plastique. Les canaux d’amenée s’envasent. Les variations saisonnières (étiage) réduisent ponctuellement la production. Les équipements vieillissent rapidement dans un climat tropical humide. Sans maintenance rigoureuse et permanente, même les nouvelles turbines se dégradent vite.

5. Questions sociales non résolues
Les communautés déplacées par Inga I et II dans les années 1970-1980 attendent toujours une compensation complète. Tout nouveau projet doit intégrer un traitement exemplaire de ces dossiers, sous peine de conflits et de contentieux internationaux.
Solutions concrètes, coûts réalistes et calendrierLa seule approche rationnelle est séquentielle et progressive.

Phase 1 – Réhabilitation de l’existant (2026-2031) – 5 ans
  • Remettre Inga I et II à (ou près de) leur capacité nominale.
  • Coût estimé : 450 à 700 millions d’euros.
  • Modernisation des réseaux de transport et distribution prioritaires : 300 à 500 millions d’euros.
  • Total phase 1 : environ 1 milliard d’euros.
    Gain attendu : +600 à +900 MW fiables, impact immédiat sur Kinshasa et le réseau national.
Phase 2 – Inga III (2030-2040) – 8 à 12 ans
  • Capacité : 4 800 à 11 000 MW selon la configuration.
  • Coût : 10 à 30 milliards d’euros (selon la taille et les options).
  • Conditions de réussite :
    – Contrats d’achat d’électricité (PPA) fermes avec l’Afrique du Sud et d’autres pays.
    – Gouvernance transparente (loi Inga, agence indépendante, audits publics).
    – Garanties de partage des bénéfices avec la population congolaise (quota domestique obligatoire).
    – Assurances contre le risque politique (MIGA, etc.).

Phase 3 – Grand Inga (après 2040)

Développement progressif des phases suivantes jusqu’à 40 GW, uniquement si les phases précédentes ont démontré la capacité institutionnelle et technique.Conclusion

Inga n’est pas un rêve. C’est une ressource réelle, déjà partiellement exploitée, capable de transformer le climat et le développement social de l’Afrique centrale et australe. Mais le succès ne viendra pas des annonces. Il viendra d’une séquence rigoureuse : d’abord faire fonctionner correctement ce qui existe, ensuite construire l’étape suivante dans la transparence et la stabilité. Réhabiliter Inga I et II pour moins d’un milliard d’euros, puis préparer Inga III sur des bases solides, est la stratégie la plus ambitieuse… et la plus réaliste. Le potentiel est là. L’eau coule. Il ne reste plus qu’à transformer la volonté politique en actes durables. 

(ia)

jeudi 1 octobre 2026

Le vrai prix de l’électricité française : 240 €/MWh sur la facture, jusqu’à 400 €/MWh pour la collectivité ?

Le consommateur français croit connaître le prix de son électricité. Il regarde sa facture : environ 240 €/MWh TTC. Ce chiffre est exact pour le prix payé au fournisseur. Mais il ne répond pas à une question beaucoup plus intéressante : combien coûte réellement à la collectivité française le système électrique qui produit et distribue ce MWh ?

La différence peut être considérable.

Un MWh français ne coûte pas seulement ce qui apparaît sur la facture. Une partie des dépenses est payée par l’État, donc par l’impôt. Une autre passe par les tarifs d’utilisation des réseaux. Une autre encore apparaît dans les comptes d’EDF, de RTE ou d’Enedis. Et certaines conséquences économiques — perte de valeur d’actifs, moindre compétitivité industrielle, emplois ou recettes fiscales — ne figurent nulle part comme une « taxe sur le MWh ».

Il faut donc distinguer trois notions : le prix payé par le consommateur, le coût direct du système électrique et son coût économique complet.

1. 240 €/MWh : le prix visible

Le prix TTC payé par le consommateur résidentiel est de l’ordre de 240 €/MWh. Il comprend l’énergie, l’acheminement, les coûts commerciaux, l’accise sur l’électricité et la TVA.

Mais une partie des coûts du système électrique est précisément conçue pour ne pas apparaître directement sous cette forme.

2. Le premier transfert : le budget de l’État

Le soutien public aux énergies renouvelables n’est pas gratuit parce qu’il ne figure pas directement sur la facture.

La Cour des comptes estime que les contrats de soutien à la production d’électricité renouvelable et de biométhane ont représenté 26,3 milliards d’euros entre 2016 et 2024. Et, à fin 2024, les engagements financiers restant à courir étaient estimés à 87 milliards d’euros. (Participation Citoyenne⁠)

En 2026, les charges de service public de l’énergie constituent encore plusieurs milliards d’euros de dépenses ou de moindres recettes publiques.

Rapportées à environ 450 TWh de consommation électrique annuelle, quelques milliards d’euros représentent rapidement plusieurs euros par MWh.

Dans une hypothèse haute d’imputation au système électrique soutenu : +20 €/MWh.

Le compteur est déjà à 260 €/MWh.

3. Le réseau : indispensable, mais pas gratuit

L’intermittence ne produit pas seulement des électrons variables. Elle modifie aussi les flux sur le réseau.

Il faut raccorder de nouvelles installations, renforcer certaines lignes, gérer des congestions, développer des capacités de flexibilité et adapter le système à des injections très variables dans l’espace et dans le temps.

Mais soyons précis : il serait faux d’imputer à l’éolien et au photovoltaïque l’intégralité des investissements de RTE et d’Enedis. Une partie concerne le renouvellement normal du réseau et l’électrification des usages.

Une hypothèse haute mais encore défendable peut néanmoins retenir 25 €/MWh pour la fraction des coûts d’infrastructure et d’adaptation spécifiquement associée au développement d’un système très intermittent.

285 €/MWh.

4. L’équilibrage a également un prix

Un réseau électrique doit équilibrer en permanence production et consommation.

Avec une production pilotable, une grande partie de cet ajustement est assurée directement par les moyens de production. Avec une forte proportion de production variable, le système doit multiplier les mécanismes d’équilibrage, de réserve, de flexibilité et de gestion des congestions.

RTE publie ces coûts dans ses comptes et rapports. Ils sont réels, même s’ils ne sont évidemment pas tous imputables aux renouvelables.

Hypothèse haute d’imputation : +15 €/MWh.

Nous sommes à 300 €/MWh.

5. Le coût le plus difficile à voir : la dévalorisation du nucléaire

C’est ici que le raisonnement économique devient beaucoup plus intéressant.

Une centrale nucléaire a des coûts fixes considérables. Elle produit cependant un MWh supplémentaire à un coût marginal relativement faible.

Lorsque de grandes quantités d’éolien ou de photovoltaïque arrivent simultanément sur le marché, elles peuvent faire fortement baisser le prix de marché aux heures de forte production renouvelable.

Le phénomène est connu : c’est la « cannibalisation » de la valeur de la production intermittente elle-même, mais il affecte également les moyens pilotables existants.

Le nucléaire peut alors être contraint de moduler ou de vendre une partie de sa production à des prix très faibles.

Cela ne signifie pas que le nucléaire devient coûteux à produire. Au contraire : la CRE évalue le coût complet du parc nucléaire historique à 60,3 €/MWh pour 2026-2028, après prise en compte des coûts d’exploitation et de capital. (Commission de Régulation de l’Énergie⁠)

Le problème est la différence entre coût de production et valeur de marché.

Si le MWh nucléaire coûte environ 60 €/MWh mais que certaines heures de marché conduisent à une valorisation beaucoup plus faible, la perte de valeur économique doit bien être supportée quelque part.

Elle ne constitue pas automatiquement une subvention publique et ne doit surtout pas être comptée deux fois. Mais dans un calcul de coût sociétal, elle mérite d’être étudiée.

Dans notre scénario haut : +30 €/MWh.

330 €/MWh.

6. Et EDF ?

EDF appartient majoritairement à l’État.

Une diminution durable de la valeur économique du parc nucléaire peut donc avoir des conséquences sur le résultat de l’entreprise, sa capacité d’autofinancement, ses investissements futurs et, selon les années, les dividendes et recettes fiscales revenant à l’État.

Il ne faut cependant pas présenter chaque euro de bénéfice perdu comme un « impôt supplémentaire » : ce serait économiquement incorrect.

Dans notre scénario haut, nous retenons néanmoins 15 €/MWh pour les effets financiers et fiscaux indirects associés.

345 €/MWh.

7. Le coût industriel

C’est le poste le plus délicat — et potentiellement le plus important.

L’électricité n’est pas seulement un produit consommé par les ménages. Elle est un facteur de production majeur pour l’industrie : métallurgie, chimie, verre, papier, ciment, automobile, centres de données, agroalimentaire, etc.

Une électricité durablement plus chère ou moins prévisible peut affecter les investissements, les marges, la localisation des activités et donc l’emploi.

Mais il serait scientifiquement impossible de dire : « X emplois ont été détruits par l’éolien et le solaire ».

Il faut construire un scénario contrefactuel : que se serait-il passé avec un système électrique différent ?

Dans une hypothèse haute, on peut réserver 35 €/MWh à cet effet macroéconomique.

380 €/MWh.

8. Les emplois et les recettes fiscales

Une activité industrielle perdue ne signifie pas seulement un chiffre d’affaires perdu.

Elle entraîne potentiellement moins de salaires, moins de cotisations sociales, moins d’impôt sur les sociétés, moins de TVA et davantage de dépenses publiques.

Là encore, le chiffre ne peut pas être directement observé sur une facture d’électricité.

Hypothèse haute : +20 €/MWh.

On arrive ainsi à :

≈ 400 €/MWh.

Mais ce chiffre doit être correctement nommé.

Ce n’est pas « le prix officiel de l’électricité française ».

Ce n’est pas non plus « le coût de l’éolien et du solaire ».

C’est un scénario haut de coût sociétal complet, obtenu en additionnant au prix TTC des postes économiques qui ne sont normalement pas réunis dans la facture du consommateur.

Le calcul est donc :

240 €/MWh : prix TTC visible

  • 20 €/MWh : soutien public imputé
  • 25 €/MWh : adaptation du réseau
  • 15 €/MWh : équilibrage, réserves et congestion
  • 30 €/MWh : dévalorisation économique du nucléaire
  • 15 €/MWh : effets EDF, dividendes et fiscalité
  • 35 €/MWh : effet sur la compétitivité industrielle
  • 20 €/MWh : effets emploi, cotisations et fiscalité

= environ 400 €/MWh.

Sur 450 TWh annuels, l’écart entre 240 et 400 €/MWh représente 72 milliards d’euros par an.

72 milliards d’euros : c’est l’ordre de grandeur qu’il faudrait pouvoir expliquer avant d’affirmer que le prix affiché sur la facture représente le coût réel du système électrique.

Mais il faut également accepter la conclusion inverse : ces 72 milliards ne sont pas aujourd’hui démontrés comme une dépense annuelle comptable. Une partie correspond à des dépenses publiques effectivement constatées ; une autre à des coûts de système ; une autre encore à des pertes économiques hypothétiques.

C’est précisément pourquoi le débat devrait porter non sur des slogans, mais sur le coût complet du système électrique.

Le véritable exercice scientifique serait de comparer deux scénarios cohérents :

A — système fortement nucléaire et hydraulique, avec une intermittence limitée ;

B — système nucléaire + hydraulique + forte pénétration éolienne et photovoltaïque, avec les réseaux, réserves, flexibilités et coûts économiques associés.

Il faudrait alors calculer, poste par poste, le différentiel entre A et B.

Ce différentiel serait beaucoup plus intéressant que le simple prix de marché d’un MWh.

Car une chose est certaine : le prix auquel un MWh est vendu n’est pas nécessairement le coût économique total de l’organisation qui permet de le produire et de le distribuer.

Et lorsque plusieurs dizaines de milliards d’euros sont répartis entre facture d’électricité, budget de l’État, entreprises publiques, investissements de réseau et économie productive, l’addition devient invisible.

Le premier travail d’une politique énergétique rationnelle devrait précisément être de rendre cette addition visible.

(IA)